高压发电机维修 + 绝缘检测：修复故障同时，做好高压部件绝缘防护

高压发电机的绝缘系统是设备安全运行的 “第一道防线”，涵盖高压线圈、互感器、断路器等核心部件的绝缘层 —— 一旦绝缘性能下降，易引发局部放电、击穿短路等故障，不仅导致设备停机，更可能引发电网波动、人员触电等重大安全事故。在高压发电机维修中，“绝缘检测” 与 “故障修复” 需同步推进，既要精准定位并解决设备故障，更要通过专业防护手段提升绝缘性能，确保高压部件长期处于安全绝缘状态，为设备稳定运行筑牢屏障。
全维度绝缘检测：精准定位隐患，为修复与防护提供依据
高压部件的绝缘隐患具有 “隐蔽性强、危害大” 的特点，需通过多维度检测手段全面评估绝缘状态，避免遗漏隐性问题：
高压线圈绝缘检测：作为绝缘系统的核心，高压线圈需重点检测 —— 使用介损仪测量绝缘介质损耗因数（tanδ），常温下 10kV 级线圈 tanδ 值应≤0.005，且随温度升高增幅不超过 50%/10℃，若超标则说明绝缘层老化；通过绝缘电阻测试仪测量线圈对地绝缘电阻，10kV 级线圈常温下绝缘电阻需≥1000MΩ，吸收比（R60/R15）≥1.3，若数值偏低则存在受潮、绝缘破损风险；借助局部放电检测仪捕捉线圈局部放电信号，10kV 级线圈放电量应≤100pC，超过则需排查绝缘层开裂、杂质侵入等问题。同时，用内窥镜观察线圈表面，检查绝缘层是否出现变色、开裂、脱落，重点关注线圈端部、层间等易磨损部位。
互感器与断路器绝缘检测：互感器需测量一次绕组与二次绕组间的绝缘电阻（≥500MΩ）及介损值（tanδ≤0.008），避免绝缘老化导致的信号失真；断路器则重点检测绝缘拉杆、瓷套管的绝缘性能，通过工频耐压试验（施加 1.5 倍额定电压，持续 1 分钟无击穿）验证绝缘强度，同时检查密封面是否渗漏，防止雨水、灰尘侵入影响绝缘。某电站 10kV/2500kVA 高压发电机维修中，通过介损检测发现线圈 tanδ 值超标 30%，进一步内窥镜检查确认绝缘层局部开裂，为后续修复与防护明确了方向。
故障修复与绝缘强化：靶向解决问题，同步提升绝缘性能
针对检测发现的故障与绝缘隐患，需采用 “修复 + 强化” 双重策略，在解决故障的同时提升绝缘防护等级：
绝缘老化与破损修复：若线圈绝缘轻度老化（无开裂、tanδ 略超标），采用 “绝缘补强工艺”—— 先清除线圈表面油污、灰尘，用无水乙醇擦拭干净；涂刷耐高温环氧绝缘漆（耐温≥180℃，击穿强度≥30kV/mm），采用分段烘干方式（温度 60-80℃，每段烘干时间 2 小时），确保漆膜均匀附着；待底漆固化后，缠绕多层云母带（环氧玻璃布云母带，耐温等级 H 级），缠绕时控制张力均匀（每米张力偏差≤5N），层间涂刷绝缘胶增强黏结性，终形成 “漆 - 带 - 胶” 复合绝缘层。若绝缘层出现破损或局部击穿，需先剥离破损区域绝缘层，清理导体表面氧化层，再按上述工艺重新构建绝缘层，修复后需再次进行介损、绝缘电阻与耐压测试，确保绝缘性能达标。
其他部件故障修复与绝缘防护：针对互感器绝缘老化，进行真空浸漆处理（真空度≤50Pa，浸漆温度 60℃），提升绝缘层致密性；断路器触点氧化故障修复后，在触点周围加装绝缘防护罩（采用硅橡胶材质，耐温≥150℃），防止电弧放电损伤绝缘；电缆接头修复后，缠绕高压绝缘胶带（乙丙橡胶材质，耐压≥15kV），外层包裹防水绝缘套，隔绝潮湿与腐蚀性气体。某化工厂 10kV/2000kVA 高压发电机因电缆接头绝缘破损导致放电，维修中通过重新包扎绝缘层与加装防水套，不仅解决了放电故障，还使接头绝缘电阻从 500MΩ 提升至 1500MΩ。